Well Test Analysis of Naturally Fractured Vuggy Reservoirs with an Analytical Triple Porosity – Double Permeability Model and a Global Optimization Method

Abstract

Geosciences Numerical Methods Modélisation numérique en géosciencesOil & Gas Science and Technology -Rev. IFP Energies nouvelles, Vol. 69 (2014), No. 4, Copyright © 2014, IFP Energies nouvelles > EditorialJ. E. Roberts > Modeling Fractures in a Poro-Elastic MediumUn modèle de fracture dans un milieu poro-élastique > Modeling Fluid Flow in Faulted BasinsModélisation des transferts fluides dans les bassins faillés Re´sume´-Analyse des puits d'essai de re´servoirs vacuolaires naturellement fracture´s avec un mode`le de triple porosite´-double perme´abilite´et une me´thode d'optimisation globale -L'objectif de ce travail est l'e´tude de la caracte´risation automatique de re´servoirs de pe´trole fracture´s ve´siculaires via l'analyse des puits d'essai, avec un mode`le de triple porosite´et de perme´abilite´double. Les parame`tres qui doivent eˆtre identifie´s comme ceux du mode`le, sont l'e´coulement entre les trois media, les ratios de stockage, la porosite´, le ratio de perme´abilite´, l'effet de stockage, la perme´abilite´de peau et totale. Dans ce travail, nous avons effectueĺ 'interpre´tation de l'essai dans l'espace de Laplace, en utilisant des algorithmes nume´riques pour transfe´rer les donne´es obtenues dans un espace de temps complet en un espace de Laplace. Le proble`me de l'interpre´tation des tests dans l'espace de Laplace est pose´comme un proble`me d'optimisation des moindres carre´s non line´aires avec boıˆte contrainte et ine´galite´line´aire contrainte, ce qui est ge´ne´ralement re´solu en utilisant des me´thodes de type Newton avec une re´gion de confiance. Cependant, les me´thodes locales comme celle utilise´e dans notre travail appele´e TRON, ou la me´thode bien connue de Levenberg-Marquardt, ne sont pas souvent en mesure de trouver une solution optimale avec un bon ajustement des donne´es. É galement la caracte´risation automatique des re´servoirs du pe´trole fracture´s vacuolaires via l'analyse des puits d'essai avec le mode`le de porosite´-perme´abilite´a`double triple, peut, comme la plupart des proble`mes inverses, donner des solutions multiples avec une bonne corre´lation des donne´es. Pour faire face a`ces spe´cificite´s, nous avons utilise´une approche avec la me´thode d'optimisation globale appele´e Tunneling Method (TM). Dans l'adaptation de l'algorithme, nous prenons en compte des proble`mes comme le fait que le l'estimation des parame`tres doit eˆtre formule´e avec une grande pre´cision, comme la pre´sence de bruit dans les mesures et comme la ne´cessite´de re´soudre le proble`me de calcul rapidement. Nous de´montrons dans cette e´tude que l'utilisation de TM est une alternative efficace et robuste pour re´soudre la caracte´risation des puits d'essai, du fait que plusieurs solutions avec un bon ajustement aux donne´es aient e´te´obtenues.Oil & Gas Science and Technology -Rev. IFP Energies nouvelles, Vol. 69 (2014), No. 4, pp. 653-671 Copyright Ó 2014, IFP Energies nouvelles DOI: 10.2516 Abstract -Well Test Analysis of Naturally Fractured Vuggy Reservoirs with an Analytical Triple P...

Quasi-Analytical Model of the Transient Behavior Pressure in an Oil Reservoir Made Up of Three Porous Media Considering the Fractional Time Derivative

“…In this work, they concluded that vertical communication between vugs may be more important than their horizontal communication in partially penetrated wells. Or through optimization methods, like Gómez et al [16], who implemented the tunneling method to find the parameters in the triple porosity double permeability model and given the problem of multiple minimums, they suggested the use of additional information to specify the physically correct solution.…”

A stable computation of log‐derivatives from noisy drawdown data

“…Given its usefulness, it is not surprising that diagnostic plots have become customary not only in the oil industry [ Chang and Yortsos , ; Camacho‐Velazquez et al ., ], but also in hydrology [ Beauheim et al ., ; Bernard et al ., ; Renard , ], and related fields, such as CO2 storage [ Martinez‐Landa et al ., ]. Furthermore, the very fact that log‐derivatives highlight differences in the underlying model implies that they also facilitate parameter identification, so that numerical interpretation of hydraulic tests can be made by minimizing the differences between model and observations of not only pressures, but also log‐derivatives [ Gomez et al ., ].…”